Совершенствование рецептуры бурового раствора для первичного вскрытия терригенных отложений Восточной Сибири

UDK: 622.244.5
DOI: 10.24887/0028-2448-2017-8-80-82
Ключевые слова: бурение, полисолевой раствор, минерализация, дебиты
Авторы: Р.Р. Ахметзянов, В.Н. Жернаков (ТО «СургутНИПИнефть»)

Бурение нефтяных и газовых скважин на месторождениях Восточной Сибири осуществляется в сложных горно-геологических условиях, которые обусловлены наличием значительных интервалов карбонатно-галогенных отложений, низкими пластовыми давлениями, высокой минерализацией пластовых вод и наличием тектонических разломов. В результате применения моносолевых буровых растворов на водной основе отмечаются повышенная кавернозность ствола скважин, снижение проницаемости прискважинной зоны и продуктивности скважин. Объективная необходимость повышения качества и технико-экономических показателей строительства скважин требует совершенствования технологий бурения скважин и вскрытия продуктивных пластов.

Разработана рецептура усовершенствованного бурового раствора, которая отвечает ряду условий, связанных с особенностями геологического разреза. Выполнение данных условий обеспечивается подобранным компонентным составом бурового раствора. Основой бурового раствора является раствор трех солей. В результате общая минерализация фильтрата бурового раствора близка к минерализации пластовой воды. Это позволяет ограничить негативные последствия физико-химического взаимодействия в системе фильтрат бурового раствора – горная порода – пластовые флюиды. Комбинация полимеров, вводимых в буровой раствор, и кольматанта на основе карбоната кальция ограничивает глубину проникновения фильтрата в пласт и обеспечивает сохранение коллекторских свойств пласта. Буровой раствор содержит эффективную смазочную добавку с ПАВ, которая способствует уменьшению поверхностного натяжения, разупрочняет структуру пленочной воды на поверхности пор, частично предотвращает растворение солей, улучшает структурно-механические, фильтрационные и смазочные показатели.

Проведены эксперименты по определению коэффициента восстановления проницаемости при использовании модельного полисолевого бурового раствора. Выполнены опытно-промысловые испытания разработанной рецептуры бурового раствора на поисковой и эксплуатационных скважинах Восточной Сибири. В результате применения полисолевого биополимерного бурового раствора достигнуто увеличение дебитов нефти новых скважинам, что свидетельствует о его высокой технологической эффективности.

Список литературы

1. Ангелопуло О.К., Подгорнов В.М., Аваков В.Э. Буровые растворы для осложненных условий. – М.: Недра, 1988. – 135 с.

2. Подгорнов В.М., Ахмадеев Р.Г., Ангелопуло О.К. Влияние процессов фильтрации буровых растворов на изменение проницаемости коллектора. В сб. Итоги науки и техники «Разработка нефтяных и газовых месторождений». – 1975. – Т. 6 – С. 60–97.

3. Скважины малого диаметра / С.А. Рябоконь, В.И. Баловская, С.К. Шафраник, А.Ф. Косилов // Интервал. – 2002. – № 8. – С. 51–59.

4. Рязанов Я.А. Справочник по буровым растворам. – М.: Недра, 1979. – 215 с.

5. Уляшева Н.М. Технология буровых жидкостей. – Ухта: УГТУ, 2008. – 164 с.

6. Орлов Л.И., Ручкин А.В., Свихнушин Н.М. Влияние промывочной жидкости на физические свойства коллекторов нефти и газа. – М.: Недра, 1976. – 90 с.

7. Теории подбора фракционного состава кольматанта / Г.Г. Ишбаев,  М.Р. Дильмиев, А.В. Христенко, А.А. Милейко // Бурение и нефть «Технологии». – 2011. – № 6 – С. 16–18.

8. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море / Д.Л. Сергеев, Д.Е. Лебзин, В.П. Жигулин, Л.Н. Амбарнова // Техника и технология бурения. – 2005. – № 2 – С. 22–23. 


Внимание!
Купить полный текст статьи (формат - PDF) или читать материал, находящийся в открытом доступе, могут только авторизованные посетители сайта.

Библиометрия за 2015 год

SCOPUS
SNIP: 0,805
IPP: 0.158
SJR: 0,2
РИНЦ
Двухлетний импакт-фактор: 0,665
Пятилетний импакт-фактор: 0,472
Показатель в рейтинге SCIENCE INDEX: 0,573
Место в рейтинге SCIENCE INDEX: 794

Нефтегаз-экспо
Открыть ссылку в новом окне